РЕКОМЕНДАЦИИ

ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ, ПОСТРОЙКЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ МОРСКИХ ПОДВОДНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

НД № 2-090601-008

Санкт-Петербург

2020

Рекомендации по проектированию, постройке и эксплуатации морских подводных трубопро-водов Российского морского регистра судоходства утверждены в соответствии с действующим положением и вступают в силу 1 января 2020 года.

Настоящие Рекомендации разработаны с учетом опыта технического наблюдения за проектированием. строительством и эксплуатацией морских подводных трубопроводов

Рекомендации включают в себя необходимые для проектантов сведения, в том числе справочного характера, не вошедшие, а также дополняющие положения Правил классификации и постройки морских подводных трубопроводов и Руководства по техническому наблюдению за постройкой и эксплуатацией морских подводных трубопроводов и охватывающие следующие аспекты в отношении стальных морских подводных трубопроводов:

особенности процедуры проектирования морских подводных трубопроводов; определение оптимального размера трубопровода:

инженерные изыскания для проектирования морских подводных трубопроводов;

определение расчетных натру зок;

прочность морских подводных тру бопроводов:

балластировка морских подводных трубопроводов;

укладка морских подводных трубопроводов;

антикоррозионная зашита с применением покрытий;

электрохимическая заингга от коррозии:

пересечение морских подводных трубопроводов (между собой и береговой линией); анализ рисков и надежность:

обследование и ремонт морских подводных тру бопроводов

В Рекомендациях представлены примеры использования расчетных методик, рекомендуемых к применению в процессе проектирования морских подводных трубопроводов В конце каждого раздела приведен список нормативной и рекомендуемой научно-технической литературы. Рекомендации предназначены для инспекторского состава подразделений PC.

В слу чае расхождений между текстами на ру сском и английском языках текст на ру сском языке имеет преимущественную силу.

< Российский морской регистр судоходства 2020

.5 физико-химические свойства нефти и стабильного газового конденсата, компонентный состав и свойства газа:

.6 потребность в газлифтном газе и динамика закачки воды в пласт;

.7 технологические и конструктивные решения по системе подводных трубопроводов.

2.3.1.3    Постройка МПТ и изготовление материалов и изделий для них должны осуществляться в соответствии с технической документацией, одобренной (согласованной) Регистром.

Рассмотрение (экспертиза) проектной технической документации осуществляется с целью проверки соответствия объектов технического наблюдения требованиям правил PC и возможности присвоения МПТ класса PC.

До начата строительства подводного трубопровода на рассмотрение Регистру должна быть предстаалена рабочая (конструкторская и технологическая) техническая документация, позволяющая удостовериться, что требования одобренного Регистром проекта и правил PC по отношению к данному подводному тру бопроводу выполняются.

2.3.1.4    В соответствии с положениями I 1.7 и 1.1.9 части I «Морские подводные трубопроводы» Правил МПТ Регистр может дать согласие на применение в проекте подводного трубопровода материалов, конструкций, устройств и изделий иных, чем предусмотрены Правилами МПТ. при у словии. *гто они являются одинаково эффективными по отношению к определенным в I I равилах Ml ГГ. В указанных случаях Регистру должны быть представлены данные, позволяющие установить соответствие этих материалов, конструкций, устройств и изделий условиям, обеспечивающим безопасность транспортировки сред по подводным трубопроводам.

Подводные тру бопроводы, проекты которых полностью или частично выполненные по другим нормам, правилам или стандартам, могут быть одобрены Регистром альтернативно или в дополнение к Правилам МПТ

2.3.1.5    Виды технической доку ментации, подлежащей рассмотрению PC' на стадиях проектирования и постройки МПТ. указаны в 1.5.3 Руководства МПТ

2.3.2    Проектная документация.

2J.2.1 Проектирование МПТ. как показывает сложившаяся практика проектных разработок в РФ. осуществляется в целом аля всего комплекса объектов обустройства месторождения на морском шельфе с выделением раздела проекта «Линейные объекты» аля обл>сктов подводных трубопроводов |5|.

Проекты морских подводных трубопроводов в исключительной экономической зоне РФ. на континентальном шельфе РФ. во внутренних морских водах и/илн в территориальном море РФ в соответствии с Градостроительным кодексом РФ |4| подлежат государственной экспертизе проектной документации Кроме того, подводные тру бопроводные системы различного назначения для транспорта углеводородов должны соответствовать требованиям законодательства РФ о промышленной безопасности опасных производственных обл>ектов |6|.

2.3.2.2    Проектная документация МПТ. поалежащая рассмотрению PC, должна включать следующее:

пояснительная записка:

проект полосы отвода (при наличии берегового участка трассы); технологические и конструктивные решения; проект организации стро1гтс.льства (ПОС); планы трасс и продольные профили трубопровода; технические требования на материалы и изделия;

декларация промышленной безопасности опасных производственных объектов (ОНО).

2.3.2.3    Пояснительная записка должна содержать сведения в отношении следующего: климатической, географической и инженерно-геологической характеристики аквагории/района.

где предполагается строительство МПТ;

описания вариантов трассы МПТ с обоснованием выбранного варианта.

сведения о МПТ с у казанием наименования, назначения и месторасположения начального и конечного его пунктов;

техиико-эконочшческой характеристики проектируемого линейного объекта (категория, протяженность. пронзвод1гтельность. основные параметры продольного профиля н полосы отвода и та ):

описания принципиальных проектных решений, обеспечивающих надежность МПТ. последовательность и этапы его строительства, планируемые сроки ввода в эксплуатацию.

2.3.2.4    В состав проекта системы морских подводных трубопроводов должны входить технологические и конструктивные решения:

.1 пояснительные записки по обоснованию следующего:

технологических решений проектируемого подводного трубопровода. включая расчеты технологических параметров трубопровода:

конструктивных решений проектируемого подводного трубопровода, включая расчеты конструктивных параметров трчбопровода:

выбора типа и парач|етров электрохимической зашиты трчбопровода от коррозии или его участков:

выбора типов и парачзстров антнкоррозионных/гсплоизоляцнонных/глалкостных покрытий трчбопровода. включая изоляцию сварного стыкового соединения:

технологических решений системы авточ1атпзации. обнаружения утечек н/нли контроля коррозии (при использовании):

.2 планы расположения узлов отключающей арч!атуры;

.3 узлы крепления браслетных протекторов:

.4 схема изоляции стыков труб:

.5 узлы подключения к стоякам чюрскнх стационарных платфорч» (трубных вставок) или подводным маннфольдам;

.6 узлы выходов на береговой участок и пересечений с ранее построенными трубопроводами, морскнч! каналами (фарватерами) и подводными кабелями:

.7 требования к обеспечению безопасной эксплуатации.

.8 спецификации оборудования, изделий и материалов.

2.3.2.5    В состав проекта системы морских подводных трубопроводов должен входить проект организации строительства (ПОС):

пояснительная записка по обоснованию проекта организации строительства, включая способы укладки и заглу бления в донный грунт (при наличии):

пояснительная записка по обоснованию проекта пересечений трасс и выходов на береговой у часток (при наличии):

транспортная схема доставки труб и материалов:

схема планировочной организации у частка:

планы трасс и планы пересечений трасс (при наличии):

продольные профили трасс и продольные профили пересечений трасс (при наличии).

2.3.2.6    В состав проекта подводных трубопроводов должны быть включены технические требования на оборудование, изделия и чшерналы. включая следу ющее:

стальные трубы, отводы и фитинги: гибкие трубы (при использовании)

антнкоррознонное/теплонзо.ляцноннос покрытие стальных труб: изоляцию стыков труб:

гладкостное внутреннее покрытие труб (при использовании):

балластировку трубопровода (утяжеляющие покрытия и/или грузы, при использовании) протекторы или станцию катодной защиты (при использовании);

системы автоматизации, обнаружения утечек и/или контроля коррозии (при использовании): фланцевые соединения используемых типов: магнитные маркеры

2.3.2.7    Эксплуатация подводных трубопроводов во внутренних морских водах и в террито-риальном море согласно |7| допу скаются только при наличии п.лана предупреждения и ликвидации разливов (ППЛР) нефти и нефтепродуктов (плана ликвидации аварий), который утвержден

в соответствующем порядке, и в соответствии с которым планируются и осуществляются мероприятия по предупреждению и ликвидации разливов План предупреждения и ликвидации рахливов нефти и нефтепродуктов может являться составной частью проектной документации подводного трубопровода. Наличие и выполнение ППЛР владельцем/оператором является обязательным требованием при принятии трубопровода в эксплуатации в класс PC.

2.3.2.8    Доку ментация анализа рисков должна быть подготовлена на основании разд. 10 части I «Морские подводные трубопроводы» Правил МПТ. Допускается выполнение анатиза рисков для подводного трубопровода в составе соответствующего раздела в проекте обустройства месторождения на морском шельфе, в т.ч. в рамках разработки декларации промышленной безопасности.

2.3.2.9    По результатам рассмотрения проекта МГ1Т Регистр оформляет письмо-заключение, в котором указывается следующее:

перечень нормативных доку ментов, на соответствие которым в дополнение к Правилам МПТ по требованию заказчика рассматриваюсь проектная документация;

замечания PC по результатам рассмотрения проектной документации с указанием способа контроля за их устранением;

возможность присвоения класса PC с его указанием;

перечень рассмотренной технической доку ментации с отметками о результатах рассмотрения;

информацию об одобрении PC материалов, конструкций, устройств и изделий иных, чем предусмотренных Правилами МПТ. при условии, что они являются одинаково эффективными по отношению к определенным в Правилах МПТ.

2.3.3 Рабочая документация.

2.3.3.1    В целях реализации в процессе строительства технических и технологических решений, содержащихся в проектной документации на объекты морской трубопроводной системы, для них разрабатывается рабочая документация, состоящая из документов в текстовой форме, рабочих чертежей, спецификаций оборудования и изделий, технологических схем и процедур, использу емых для постройки и испытаний МПТ

2.3.3.2    Рабочая конструкторская и технологическая документация разрабатывается на основании проекта морской тру бопроводной системы, одобренного PC и соответствующими компетентными надзорными органами. При этом в рабочей документации должны быть у чтены замечания Регистра, которые были у казаны в письме-заключении Регистра как подлежащие к у странению на стадии рабочего проектирования.

2.3.3.3    Рабочая конструкторская и технологическая документация подлежит одобрению PC перед постройкой МПТ и началом технического наблюдения за его постройкой.

2.3.3.4    Документация на стальные трубы н трубопровод.

2.3.3.4.1    Предъявляемая техническая документация должна содержать сведения о материалах, геометрических размерах, способах и технологии изготовления, в т.ч. сварки (для сварных труб), стальных тру б. На рассмотрение PC предъявляется следу ющее (состав рабочей документации для изготовления материалов и изделий, а также постройки МПТ. приведен в соответствующих разделах Ру ководства МПТ):

.1 технические условия и процедуры изготовления стальных труб с указанием видов и объемов испытаний и неразру шающего контроля, включая основной металл и сварные соединения:

.2 технологии сварки, включая ремонтну ю сварку, при изготовлении сварных труб и сварки стыковых кольцевых швов с указанием способов и объемов неразрушающего контроля;

.3 чертежи планов и продольных профилей трубопроводов;

.4 чертежи отводов, тройников и переходников;

.5 чертежи тру бных вставок («кату шек»):

.6 чертежи предварительно обу строенных траншей и котлованов.

.7 ситуационный план;

.8 схема у становки магнитных маркеров.

2.3.3.4.2    Вместе с чертежами должны быть предоставлены следующие процедуры и расчеты:

.1 процедура укладки линейной части подводного трубопровода;

.2 процедура укладки в районе выхода трассы на берег или пересечений с другими трубопро-водами/подводнымн кабелями;

.3 процедура захлеста плетей трубопровода;

.4 необходимые сведения для определения внешних нагрузок (сил и моментов) от ветра, течений, волн, ледовых образований и других параметров, учитываемых при анализе прочности трубопровода, включая слу чайные нагру зки (от рыболовных тралов, якорей и т.д);

.5 расчет номинальной толщины стенок тру б для соответствуйющнх сочетаний нагру зок;

.6 расчет прочности тру бопровода в процессе у кладки с установлением безопасных параметров волнения, течения и воздействия ветра;

.7 расчеты, подтверждающие сейсмостойкость подводного тру бопровода;

.8 расчеты величины заглубления трубопровода в донный гру нт в районах с ледовой экзарацией;

.9 расчеты прочности трубных вставок и фланцевых соединений;

.10 расчеты допу скаемых свободных пролетов тру бопровода на стадии постройки, проведения гидравлических испытаний и эксплуатации.

Документация на балластировку тру бопроводов

.1 расчет плаву чести (выталкивающей силы) подводного тру бопровода, проверка у стойчивости на гру нте и/илн устойчивости на всплытие;

.2 рабочие чертежи балластного покрытия и/или констру кции балластных грузов;

.3 расчет балластировки подводного трубопровода при применении обетонированных тру б.

Документация на арматуру и ее приводы:

.1 схема размещения запорной и предохрантельной арматуры;

.2 документация на арматуру и протоколы испытаний арматуры, подтверждающие ее соответствие транспортиру емым средам и предполагаемым у словиям эксплу атации тру бопроводов;

.3 доку ментация на детали крепежа фланцевых соединений и прокладки;

.4 схема дистанционного управления трубопроводной армату рой.

2.3.3.7    Доку мета ци я на фланцевые соединения.

Предоставляемая на рассмотрение PC документация на фланцы должна содержать следующие сведения:

.1 количество фланцев конкретного типа каждого размера и класса по давлению в рамках проекта;

.2 применяемый стандарт на проектирование и проверочный расчет прочности на восприятие проектных усилий;

.3 марка материала, тип заготовок;

.4 геометрия изделия (например, номинальный или внутренний диаметр, минимальная толщина стенки шейки, толщина и диаметр тела фланца, высту пы и канавки на контактной поверхности, обработка контактных поверхностей, отклонения от кру говой формы сечения, включая требуемые допуски), размеры присоединяемой трубы;

.5 у словия термообработки после изготовления;

.6 требования к объему и методам испытаний типового (опытного) образца и в процессе производства;

.7 требования к нсразрушающему контролю и гидроиспытаниям;

.8 состояние поверхности при поставке, покрытие или окраска.

2.3.3.8    Доку мешгацня на отводы и фитинги

Предоставляемая на рассмотрение PC документация на отводы должна содержать следу ющие сведения:

.1 количество отводов конкретного типа каждого размера в рамках проекта и применяемый стандарт на изготовление;

.2 марка материала, тип заготовок;

.3 спецификации и сертификаты на материал заготовок с данными по химическому составу, термической обработке, механическим свойствам, размерному и нсразрушающему контролю;

.4 геометрия отвода (например, номинальный или внутренний диаметр, минимальная толщина стенки, радиус изгиба, угол изгиба, длины прямых участков по краям отвода, обработка торцов, отклонения от круговой формы сечения, включая требуемые дотеки);

.5 условия термообработки после изготовления, если применимо;

.6 требования по объему и методам испытаний образцов из металла отводов;

.7 требования по не разрушающему контролю и гидравлическим испытаниям;

.8 состояние поверхности при поставке, покрытие или окраска.

Дополнительно для фитингов предоставляются сведения о следующем:

Л методах и параметрах формообразования (ковка, штамповка, литье), сварке, механической обработке;

.2 сварочной процедуре и химическом составе металла шва. включая ремонт сваркой.

Документация по укладке подводного трубопровода:

Л способы и технологические схемы укладки с указанием основных параметров;

.2 процедуры подготовки траншей и котлованов, формирования обратной засыпки траншеи и котлованов;

.3 конструктивное оформление пересечений с ранее уложенными подводными трубопроводами и кабелями;

.4 расчеты прочности трубопровода при заглублении в донный грунт и выполнения конструктивного оформления пересечений с ранее уложенными подводными трубопроводами и кабелями.

2.3.3.10    Документация на автоматизированные системы управления, аварий но-предупредительной сигнализации, мониторинга коррозии и обнаружения утечек:

Л схемы автоматизированных систем управления и технические условия на их проектирование и изготовление, включая программы испытаний;

.2 состав контролируемых параметров с указанием соответствующих типов датчиков и приборов, их характеристик;

.3 сертификаты на контрольно-измерительные приборы и на другие элементы указанных систем.

2.3.3.11    Документация на антикоррозионную защиту и изоляцию, включая теплоизоляцию:

Л технические условия по нанесению антикоррозионных покрытий и изоляции;

.2 схема антикоррозионного покрытия и изоляции:

.3 схемы изоляции сварных стыков труб;

.4 инструкция по ремонту изолированной поверхности трубопровода

Документация по электрохимической защите тру бопровода:

Л схема катодной зашиты (размещение анодов) или протекторной зашиты:

.2 технические условия на станцию катодной защиты (при использовании);

.3 определение массы анодов или протекторов:

.4 доку ментация на электроизолиру ющие вставки и/или фланцы.

2.3.3.13 Рассмотрение рабочей документации Регистром необходимо для проведения технического наблюдения за постройкой подводного трубопровода, изготовления материалов и изделий для него, а также для присвоения класса PC по результатам освидетельствования подводного тру бопровода в постройке.

2.3.4 Исполнительная документация.

2.3.4.1    Мри оказании Регистром на основании 1.4.4.3 части I «Морские подводные трубопроводы» Правил МПТ услуг по классификации морских подводных трубопроводов, построенных без технического наблюдения PC. помимо проектной и рабочей документации на постройку подводного трубопровода Регистром должна быть рассмотрена и одобрена исполнительная документация.

2.3.4.2    Исполнительная документация подготавливается пред приятием-подрядчиком, осуществляющим постройку трубопровода, на основании приказа Федератьной службы по экологическому. технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор) № 1128 от 26 декабря 2006 г. |8|.

2.4 ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ МОРСКИХ ПОДВОДНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

Оптимальное расположение конструкции трубопровода под водой в процессе проектирования должно выбираться с учетом следующих критериев:

безопасность эксплуатации, экология, стоимость конструкции, технологичность и т.п.: материал труб, защитного покрытия и электрохимической защиты:

продольная и поперечная устойчивость конструкции с учетом воздействия подводных течений, волнового движения частиц воды и сил плавучести:

обеспечение целостности трубы и наличия проходного сечения; зашита от коррозии и эрозии;

сварка и нс разрушающий контроль в процессе производства и монтажа: диагностика и мониторинг:

технологические режимы перекачки углеводородов и других сред при высоком внутреннем давлении;

прочность и устойчивость цилиндрических оболочек трубопроводов, отводов и фитингов, другие технологические и экологические аспекты (см. рис. 2.4).

Рис. 2.4 ОГнцис принципы проектирования подводною трубопровода 113|: I — условия морской акватории: 2 правила и нормы. 3 — исходные данные премирования. 4 — (схнико-жономичеекме показатели трубопровода; 5 строительство и монтаж: 6 технологические режимы; 7 технологическая схема: 8 продольный профиль: 9 трассировка: 10 контроль та строительством: // обслуживание; 12 параметры окружающей среды. 13 опасности. 14 — хозяйственная деятельность в акватории. 15 анализ степени риска: 16 — вероятности; 17 риск; 18 ущерб: 19 ущерб окружающей среде. 20 ущерб технологическим операциям: 21 критерии риска. 22 корректировка проекта. 23 требования к укладке. 24 выбор защитною слоя грунта нал трубопроводом; 25 — незаглубтенный трубопровод; 26 естественное заглубление; 27 — временное складирование гру нта; 28 устройство траншеи; 29 размыв: 30 естественный замыв: 31 обратная засыпка

Рассмотренные выше вопросы должны быть отражены в нормативно-технических документах (регламентах, нормах, правилах, стандартах, руководящих указаниях, инструкциях и т.д). Однако, как показывает практика проектирования, это происходит далеко не всегда и объясняется следующими причинами:

.1 нормы проектирования отражают уже накопленный и проанализированный опыт проектирования. строительства и эксплуатации трубопроводов. Внедрение новых технологий, расширение диапазона рабочих параметров, строительство в уникальных природно-климатических условиях, применение новых материалов и оборудования требуют постоянного внедрения изменений в нормативную документацию, что на практике и происходи, но только после накопления и обобщения соответству ющего опыта.

.2 некоторые вопросы достаточно сложны для формулировки простых инженерных методик или отсутству ют как в отечественных источниках, так и в зарубежных (например, расчет напряженно-деформированного состояния оболочки тру бопровода в процессе у кладки на большие глубины);

.3 многие технические решения не имеют строгого научного обоснования и нуждаются в проведении специальных, теоретических и экспериментальных исследований.

Однако, даже хорошо изученные вопросы (например, расчет толщины стенки трубопровода на действие внутреннего да&тенпя) нельзя считать решенными. Нормы разных стран предусматривают применение различных значений одних и тех же коэффициентов (коэффициентов надежности и безопасности) в аналогичных расчетных моделях, что связано с различными подходами к оценке оптимального уровня безопасности, качеством производства труб, строительных работ, особенностями эксплуатации и стоимостными показателями.

Данная проблема становится наиболее актуальна при необходимости или возможность выбора тех или иных иностранных норм проектирования по причине отсутствия национальных нормативных документов (например, при проектировании морского участка газопровода Россия Турция по проекту «Голубой поток» в 199Х    2(ХК) гг.) Технико-экономическое обоснование строительства этого

газопровода было выполнено на основе Правил ятя морских трубопроводных систем (Rules for Submarine Pipeline Sy stems. DNV. 19X1). В 1996 году вышла новая редакция данных правил, которая легла в основу базового и детального проектирования морского участка газопровода

В то же время отступления от нормативных методов проектирования накладывает на проектировщика дополнительну ю ответственность за правильность принятого решения и вызывает необходимость в проведении специальных исследований для определения реальных уровней надежности, безопасности, долговечности и других параметров этих ответственных инженерных сооружений 113J.

2.5 ОСОБЕННОСТИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ МНОГОФАЗНЫХ ПОДВОДНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

2.5.1 МПТ являются неотъемлемой частью объектов обустройства морских нефтегазовых месторождений, так как именно с помощью тру бопроводного транспорта осу ществляется доставка пластовой продукции (или уже подготовленной продукции в зависимости от принятой технологической схемы) на береговые объекты или отгру зочные терминалы (см. рис. 2.1-2). Исключением является, например, обустройство нефтяного месторождения «Приразломное» на шельфе Печорского моря, где все процессы бурение, добыча нефти, ее хранение, отгру зка на танкеры и обратная закачка в нагнетательные скважины осу шествляются с морской ледостойкой стационарной платформы (МЛСП) «Приразломная», которая установлена в 80 км от берега, с проектной производительностью 5 млн. т в год отгружаемой на танкеры нефти.

Многие проекты обустройств морских месторождений содержат трубопроводы пластовой продукции в виде многофазной среды, который для этих обу стройств является основным объектом трубопроводного транс г юрта, так как остальные (трубопровод газлифтного газа или водовод) являются вспомогательными. Как правило, такие трубопроводы начинают функционировать не с первых лет эксплуатации месторождения, а после установленных в проекте разработки

месторождения сроков перехода на механизированный способ добычи с применением газлифта и необходимости повышения пластового давления путем обратной закачки воды. Выбор такого варианта транспортировки пластовой продукции определяется также экономической целесообразностью, так как уменьшает стоимость сооружения морской платформы в связи с переносом основных операций по подготовке нефти и/илн газа на береговые сооружения.

Проект разработки месторождения, в соответствии с которым будет осуществляться комплекс технологических и технических мероприятий по рациональному пользованию участков недр для извлечения углеводородов, разрабатывается помимо рассмотренных в 2.3.1 разделов проекта линейных и других объектов обустройства морского месторождения, например, морских стационарных платформ. Проект разработки месторождения утверждается комиссией, создаваемой Федеральным агентством по недропользованию, и рассмотрению Регистром не подлежит. Основные требования к разработке проекта содержатся в ГОСТ 32359-2013 119|. Для определения рабочих режимов системы подводных тр>бопроводов морского месторождения особое внимание должно уделяться следующему:

производств) буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения скважин: системе внутри промыслового сбора и подготовки продукции скважин; системе поддержания пластовою давления.

Таким образом, в процессе проектирования многофазного подводного трубопровода должны быть проведены теплогидравлнческне расчеты для определения оптимальных параметров транспортировки пластовой продукции. В качестве исходных данных назначаются технологические показатели разработки месторождения по максимальной добыче нефти и/нли газа и физико-химические свойства нефти, газа и воды, которые приняты согласно проекту разработки месторождения.

Для газовых месторождений должны быть устаноалсны условия обеспечения бесперебойности многофазного потока, с целью исключения образования жидкостных пробок, которые могут препятствовать нормальной эксплуатации трубопровода и береговых у становок подготовки нефти/газа и конденсата При этом особое внимание должно быть уделено переходным режимам эксалуатацнн трубопровода в у словиях изменяющихся термобарических и расходных параметров

2.5.2    Гидравлические расчеты многофазного трубопровода должны выполняться с учетом показателей добычи, физико-химических свойств нефти, газа и воды, а также реологических свойств транспортируемой продукции залежей в зимний и летний периоды.

Теплогидравлнческне расчеты трубопроводов выполняются на базе следующих исходных данных:

показателей разработки месторождения по годам эксплуатации (годовой объем добычи нефти, конденсата, воды, газа по разрабатываемым залежам);

технических у словий на подключение многофазного трубопровода к объектам обустройства; состава и свойств транспортиру емых сред (компонентный состав нефти, конденсата, воды, газа по разрабатываемым залежам; их физико-химические свойства; газовый фактор и обводненность по скважинам: дебиты нефти, конденсата, воды, газа по скважинам): значения устьевых давлений по скважинам; начальных температу р проду кции по скважинам:

минимальной и максимальной температуры донного грунта в зимний и летний периоды соответственно;

проектных параметров трубопровода (диаметр и толщина стенки труб, протяженность, наличие изоляционных покрытий, расположение на донном гру нте).

2.5.3    По результатам расчетов для многофазного трубопровода с заданными проектными параметрами, транспортиру ющего Пластову ю проду кцию со всех добычных скважин, по годам эксплуатации до.тжно быть у становлено следующее:

расходы нефти, конденсата, воды, газа; обводненность;

начальные давление и температу ра (для зимнего и летнего периодов);

конечные давление и температура (для зимнего и летнего периодов);

скорость транспортировки продукции (для зимнею и лешею периодов).

2.5.4 Многофазные трубопроводы транспортируют сложную, постоянно изменяющуюся смесь пластовых углеводородных флюидов и других газообразных, жидких и твердых совместно теку щих веществ с различными дсбитами. Основным подходом к моделированию гидродинамических режимов в многофазных трубопроводах является модель дву х флюидов, из которой следует, что поток состоит из двух фаз как правило, жидкости и газа |14|. Дня такой модели двухфазною газожидкосшою потока возможны чегыре основных гидродинамических режима (см. рис. 2.5.4-1).

Упрощенными стандартыми решениями для дву хфазных 1азожидкосшых потоков являются так называемые карты (диаграммы) режимов, вт.ч. для горизонтальных потоков, построенные различными исследователями на основании решений уравнении механики сплошной среды, например, предложенная Mandlianc карта режимов для горизонтального двухфазного потока (см. рис. 2.5.4-2).

Указанные на диаграмме поверхностные скорости жидкости или газа определяются как отношение объемного расхода жидкости или газа к общей площади поперечного сечения трубопровода по следующим формулам |15|:

(•»/ Qi Л/^:

где    Utf    поверхности)! скорое 1Ь жидкое Iи. м/с;

U_v — поверхности» скорое и. га и. м с;

О/ и О_х объемный расход жидкоеги и газа cooihcicibchiio. м* с; А/ площадь поперечного сечения мошка трубопровода. м^;

Применяемые в настоящее время программные комплексы для моделирования движения многокомпонентных флюидных потоков в трубопроводах предоставляют собой полный набор эмпирических и механистических методов анализа явлений, возникающих при движении многофазной жидкости по тру бам. Так. например. P1PEPHASE 116] содерж1гг развиту ю библиотеку параметров сред для моделирования стационарных многофазных потоков, осу ществляет расчеты энергетического батанса и термодинамических характеристик. Возможности PIPEPHASE позволяют моделировать процессы систем сбора и транспорта нефти и газа для месторождения в целом.

Программный комплекс PIPESIM 2017.2 компании Schlumberger также предлагает современные возможности моделирования установившегося многофазного потока. Данный комплекс позволяет рассчитывать набор сложных гидродинамических условий, которые затрудняют оптимизацию добычи: от отложения асфатьтенов. парафинов и гидратов до угле кислотной коррозии и вызванной потоком эрозии 114}.

Среди программных комплексов, моделирующих переходные динамические режимы многофазных потоков, наиболее известен программный комплекс OLGA, разработанный норвежской компанией SPT Group 114|.

ПЕРЕЧ ЕН Ь ИЗМEH EH 11Й

(изменения редакционного характера в Перечень не включаются)

Дтя данной версии нет изменений для включения в Перечень.

Нскомсшкщии по п/нкктн/ммитиык постройке и жагттищии морских тхХиЮиых труиопр<минкт

21

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.    Порядок прокладки подводных кабелей и трубопроводов во внутренних морских водах и в территориальном морс Российской Федерации, утвержденный постановлением Правительства РФ № 68 от 26 января 2000 г.

2.    Административный регламент Федератьной слу жбы по надзору в сфере природопользования (Росприроднадзор) по предоставлению государственной услуги по выдаче разрешений на прокладку подводных кабелей и трубопроводов во внутренних морских водах, территориальном море Российской Федерации и на контннентатьном шельфе Российской Федерации, утвержденный приказом Минприроды РФ № 202 от 29 июня 2012 г.

3.    Закон Российской Федерации от 21 февраля 1992 г. № 2395-1 "О недрах".

4 Градостроительный кодекс Российской Федерации от 29 декабря 2004 г. № 190-ФЗ.

5.    Постановление Правительства Российской Федерации от 16 февраля 2008 г. № 87 «Положение о составе разделов проектной документации и требованиях к их содержанию».

6.    Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21 июля 1997 г. № 116-ФЗ.

7.    Федеральный закон «О внутренних морских водах, территориальном морс и прилежащей зоне Российской Федерации» от 31 шаля 1998 г. № 155-ФЗ.

8.    РД 11-02-2006 Требования к составу и порядку ведения исполшпсльной документации при стро1гтсльстве. реконструкции, кашпальном ремонте объектов капитального строительства и требования, предъявляемые к актам освидетельствования работ, конструкций, участков сетей инженерно-технического обеспечения

9.    СП 11-110-99 Авторский надзор за строительством зданий и сооружений.

10.    Васильев Г.Г.. Горяйнов Ю.А.. Беспалов А.П. Сооружение морских трубопроводов.

М.: РГУ нефти и газа имени И М. Губкина 2015.

11.    Трубопроводный транспорт высоковязких и высоко остывающих нефтей и нефтепродуктов/Н.А. С'варовская. Подготовка, транспорт и хранение скважинной продукции, г. Томск. Изд. ТПУ. 2004.

12.    Yong Bai Subsea Pipelines and Risers. Elsevier Science. 2010.

13.    Морская нефть. Трубопроводный транспорт и переработка продукции скважин/ Под рсд. А. М. Шаммазова СПб.: Недра. 2006.

14.    Гидродинамическое моделирование многофазных потоков для оптимизации продуктивности месторождения. Нефтегазовое обозрение, зима 2014 сентябрь 2015.

15.    Offshore Pipelines: Design. Installation, and Maintenance. 2nd Edition. - Oxford: Gulf Professional Publishing. 2014.

16.    PIPEPHASE Multiphase Flow in Networks. Schneider Electric Software, LLC.

17.    Папу ша А Н.. Казунин Д.В Динамика многофазных течений в морских магистральных трубопроводах. — М.. 2012.

18.    Мансуров М.Н.. Лаптева Т.И Проблемы надежности и ремонта морских подводных трубопроводов для транспорта нефти и газа при освоении континентального шельфа. - Территория Нефтегаз № 6. 2013.

19.    ГОСТ 32359-2013 Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила проектирования разработки.

1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

В настоящее время трубопроводный транспорт нефти, нефтепродуктов и газа является основным способом доставки данных продуктов от мест добычи, переработки или получения к местам потребления.

Морской подводный трубопровод (МГГГ) конструктивно представляет собой часть трубопро-водной транспортной системы, расположенной ниже уровня воды и включающая собственно трубопровод, внешнее изоляционное а»ггнкоррозионное покрытие, а также защитное бетонное покрытие, которое предохраняет изоляционное покрытие от механических повреждений, придает трубопроводу устойчивость на морском грунте и предотвращает его всплытие.

МПТ укладываются ниже уровня поверхности воды в морских акваториях, а также при пересечении значительных водных преград рек. водохранилищ, озер и т.п. В первом случае. особенно с \ четом развития инфраструктуры морских шельфовых углеводородных месторождений. МПТ узогут быть вттрипромысловыми (т.с. соединяющими, например, морские стационарные платформы различного назначения на одном месторождении) и межпромысловыми (для транспорта продукта от объектов обустройства одного месторождения до другого), а также тр\бопроводамн внешнего транспорта, транспортирующими пластовую или подгото&тенну ю продукцию с морского объекта обустройства на береговые сооружения или узагззетратьныупз для транспорта подготовленной продукции

Особые условия эксплуатации МПТ обусловлены тем. что помимо воздействия рабочего давления транспортируемого продукта они подвержены действию внешнего гидростатического давления воды, воздействию волн, течений, ледовых образований, реакций грунтового основания, а также случайных нагрузок природного или техногенного характера Трубы дтя МПТ изготавливаются. как правило, из низколегированных сталей различных категорий прочности в зависимости от уровня эксплуатационной надежности и расчетных нагрузок. В свою очередь толщина стенки трубы определяется расчетами в зависимости от величины внутреннего давленззя. вида транспортируемого проду кта, расчетных внешних воздействий, усилий при укладке трубопровода и тд. Должно быть также учтено воздействие морской воды или донного грунта как активной коррозионной среды.

1.1 ОБЛАСТЬ РАСПРОСТРАНЕНИЯ

1.1.1    Настоящие Рекоузезздацзззз по проектированию, постройке и эксплуатации морских подводных трубопроводов^{1 2} распространяются на объекгы технического наблюдения Российского морского регистра судоходства при рассмотрении проектной и рабочей технической документации. изготовлении узатерззатов зз зззделззй для узорекззх зюдводных трубопроводов, а также при осу щсствленз131 технического наблюдснз1я за подводныуззз трубопроводныуззз транспортными еззетеузауззз. находящззунзея в классе PC в эксплуатации.

1.1.2    Расчетные методики, прззведенные в настоящззх Рекомендациях, носят рскоузсндатслызый характер Положснззя Рскомендашзй учззтывазот требования Прав1зл класснфззкацз131 и постройки узорекззх подводных тру бопроводов' 31 Руководства по техническому наблюденззю за постройкой зз эксплуатащзсй узорекззх подводззых трубопроводов⁴.

1.1.3    В настоящззх Рскоуюндацззях в качестве прззузера предстаатены элементы расчетного проектззрова!зз1я узорского газопровода в Ссверззой части Каспззйского узоря (суз. 1.2). В ходе проектззрованззя с учетом профззля узорского дна подсчзпаны натру зкзз от теченззя зз волн, определена толщззна стенок зз проверена прочззостъ трубопровода Также прозззведен расчет батластззровкзз и рассмотрен процесс укладки трубопровода Подобраззы ззараузстры протекгорззой зашззты

1.2 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТНЫХ ПРИМЕРОВ

В Рекомендациях приведены расчетные процедуры на основании инженерных методик определения параметров выбранного в качестве примера подводного трубопровода и его трассы в российском секторе Северного Каспия (см. рис. 1.2).

Рис. 1.2 План 1рассы проецируемого морского подподного трубопровода

Исходными характеристиками данного подводного трубопровода для использования в расчетных процедурах являются: длина трубопровода 145 км:

наружный диаметр стального тру бопровода    350 мм;

нару жное антикоррозионное покрытие полиэтиленовое трехслойное, плотность 050 кг/м³, мнннматьная толщина — 2.2 мм;

бетонное батластное покрытие плотность 2700 кг/м³ и толщина Х0 мм;

транспортируемая среда газ:

толщина стенки трубопровода 12 мм;

схема прокладки незаглубленный тру бопровод:

рабочее давление X МПа:

скорость придонного течения 0.6Х м/с:

характеристики волн I %-й обеспеченности при средней глубине акватории 9,6 м: высота волны — 4.9 м: длина волны Х5 м; период волны Х.4 с:

макенматьная температу ра транспортируемой среды — 50 °С; средняя температура окружающей среды (морской воды) 11 °С .

6

2 ОСОБЕННОСТИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ МОРСКИХ ПОДВОДНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

2.1 ПРАВОВОЙ РЕЖИМ ПРОЕКТИРОВАНИЯ, ПОСТРОЙКИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ МП!

2.1.1 Мри проектировании, постройке и эксплуатации трубопроводных транспортных магистралей в морских акваюриях необходимо руководствоваться соответствующими между народны ми и отечественными нормативно-правовыми документами, учитывающими правовой режим различных зон морской акватории и внутренних вод.

К морским акваториям, потенциально используемым для прокладки и эксплуатации морских трубопроводных транспортных магистралей, относятся территориальные воды, исключительная экономическая зона, прилежащая зона, между народный район морского дна (открытое море). К01гтиненталы1ый шельф и внутренние морские воды (см. рис. 2.1-1).

внешняя грлмира на расстоянии 200 миль от исходной линии, от которой отмеряется ширина территориально.^ моря, при условии, что внешняя .'рапира подводной окраина материка не далее 200 ишь; или не далее 350 миль от плех же точек но не далее 100 ишь от июбаты 2500 м

Рис. 2.1-1 Правовое районирование морской аква! ори и |4|

Правовой режим указанных зон морской акватории определяема их отношением к территории государства.

Территориальные воды представляют собой прибрежный морской пояс шириной 12 морских миль, отмеряемых в соответствии с нормами между народною нрава и законодательства РФ (см. ст. 15 Водною кодекса РФ).

Исключительная экономическая зона морской район, находящийся за пределами территориальною моря РФ и прилегающий к нему, с особым режимом, установленным и регулируемым законодательством РФ и нормами международного права. Внутренней границей исключительной

экономической зоны является внешняя Гранина территориального моря, а внешняя граница находится на расстоянии 200 миль от исходных линий, от которых отмеряется ширина территорнатьного моря, если иное нс предусмотрено международными договорами Российской Федерации (см. ст. I Феде рать но го закона от 17 декабря 1998 г. № 191-ФЗ «Об нскл ниппельной экономической зоне Российской Федерации»),

Континентальный шельф РФ включает в себя морское дно и недра подводных районов, находящихся за пределами территорнатьного моря Российской Федерации на всем протяжении естественного продолжения ее сухопутной территории до внешней границы подводной окраины материка Подводной окраиной материка яатястся продолжение континентального массива Российской Федерации, включающего в себя поверхность и недра континентального шельфа склона и подъема (см. ст. I Федератьного закона от 30 ноября 1995 г. № 187-ФЗ «О континентальном шельфе Российской Федерации»).

Внутренними водами, в свою очередь, являются все водные объекты, расположенные на территории РФ. за исключением территорнатьного моря РФ (см. ст. 18 Водного кодекса РФ).

В отличие от открытого моря, территориальное море и внутренние морские воды составляют часть государственной территории, где основным применимым правом яатястся национатьнос законодательство соответствующего прибрежного государства. реализуемое в рамках соблюдения между народного права (прежде всего, соблюдая свободный проход иностранного судна через территориальное море).

2.1.2 Международный район морскогодна включает в себя часть морскогодна расположенную за пределами Teppinopim государства. Регулирование деятельности в пределах данной зоны морских акваторий регламентируется Конвенцией ООН по морскому праву 1982 года (далее Конвенция), ратифицированная РФ в 1997 г. и валяющаяся основным между народноправовым актом, содержащим юридические основы регулирования судоходства и предоставления услуг по морским перевозкам, включая использование подводных трубопроводных систем.

Конвенция содержит ряд статей, посвященных вопросам прокладки и эксплуатации морских подводных трубопроводов В частности, статья 79 «Подводные кабели и трубопроводы на континентальном шельфе» Конвенции предписывает следу ющее:

государства имеют право прокладывать подводные кабели и трубопроводы на континентальном шельфе:

прибрежное государство не может препятствовать прокладке или поддержанию в исправности таких кабелей или трубопроводов;

определение трассы для прокладки таких трубопроводов на континентальном шельфе осу ществляется с согласия прибрежного государства.

прибрежное государство имеет право определять условия прокладки кабелей или трубопроводов. проходящих по его территории или в территориальном море, его юрисдикцию в отношении кабелей и трубопроводов, проложенных или используемых в связи с разведкой его континентального шельфа, разработкой его ресурсов или эксплуатацией установок или сооружений под его юрисдикцией:

при прокладке подводных кабелей и тру бопроводов государства должным образом у читывают уже проложенные кабели и трубопроводы, в частности, не должны ухудшаться возможности ремонта существующих кабелей и трубопроводов

Интенсивное развитие морской добычи нефти и газа на Каспийском море, которое является закрытым внутриконтннентальным водоемом и не имеет естественного соединения с Мировым океаном, явилось одной из причин подписания Конвенции о правовом статусе Каспийского моря 12 авгу ста 2018 г. на Пятом каспийском саммите в г. Астана (Рсспубтнка Казахстан) Данная Конвенция дополнительно к у казанному выше районированию морской акватории предусматривает понятие «сектор» — участок дна и недр, разграниченный между сторонами Конвенции (прикаспийскими государствами: Азербайджаном. Ираном. Казахстаном. Российской Федерацией и Туркменистаном) в целях недропользования, освоения ресу рсов дна и дру гой хозяйственноэкономической деятельности. Положения Конвенции предусматривают возможность прокладки

подволныч трубопроводов и кабелей по дну Каспийского моря (см. ст. 14). При этом необходимо учитывать следующее:

проекты подводных трубопроводов должны соответствовать экологическим требованиям Рамочной конвенции по защите морской среды Каспийского моря (подписана всеми прикаспийскими государствами 4 ноября 2003 г., ратифицирована РФ 12 августа 2006 г.) и соответствующим протоколам к ней:

проектирование подводного трубопровода или кабеля проводится после согласования его трассы со стороной, через сектор дна которой должен быть проложен трубопровод или кабель;

районы прохождения трасс подводных трубопроводов и кабелей с географическими координатами должны быть сообщены всем сторонам, через сектора дна которых проложен трубопровод или кабель, в целях недопущения в охранных зонах постановки на якорь, ловли рыбы придонными орудиями лова, подводных и дноу глубительных работ.

МИГ различного назначения имеют важнейшее значение при разработке и эксплуатации подводного месторождения углеводородов: от выкидных линий до трубопроводов внешнего транспорта, без которых эксплуатация морского месторождения и подводных участков магистральных трубопроводов не представляется возуюжной (см. рис. 2.1-2).

Рис. 2.1-2 Трубопроводы в составе объектов обустройства подводною месторождения углеводородов |12|

2.2 ТРЕБОВАНИЯ ОТЕЧЕСТВЕННЫХ НОРМАТИВНО-ПРАВОВЫХ ДОКУМЕНТОВ

2.2.1    Проектирование, прокладка и эксплуатация МПТ на континентальном шельфе и связанных с ними сооружении в РФ регулируется соответствующими государственными нормативно-правовыми документами. В частности, в соответствии со статьей 6 Федерального закона от 30 ноября 1995 г. № 187-ФЗ «О кошинентальном шельфе Российской Федерации» регулирование условий прокладки и определение трассы подводных трубопроводов и кабелей на континентальном шельфе РФ находится в компетенции федеральных органов государственной власти.

МПТ и кабели на континентальном шельфе РФ. которые используются для добычи минеральных ресурсов, трассируются и прокладываются по согласованию с федеральным органом исполнительной власти. Однако в слу чае, если в лицензии на пользование недрами у ее владельца зафиксировано право прокладывать подводные трубопроводы и кабели согласно проектной документации, предусмотренной российским законодательством (см. 2.3). получение разрешения на прокладку такого рода подводных тру бопроводов и кабелей не требуется

Для МПТ и кабелей, не у казанных в лицензии на пользование недрами и не связанных с разработкой минеральных ресурсов континентального шельфа РФ, но которые выводятся на территорию РФ. выдача разрешении на их прокладку осуществляется Федеральной службой по надзору в сфере природопользования (Росприродиадзор). что установлено Постановлением Правительства РФ № 417 от 9 нюня 2010 г. 111.

Требования к эксплуатации подводных трубопроводов, связанных с добычей и транспортировкой углеводородов на шельфе, включают следу ющее (см. ст 22. № 187-ФЗ «О континентальном шельфе Российской Федерации»):

наличие плана ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов, утвержденного в установленном порядке;

установку систем наблюдения за состоянием морской среды, вт.ч, обнару жения разливов нефти и нефтепродуктов, и оповещения о разливах:

обеспечение финансирования мероприятий по плану предупреждения и ликвидации разливов, включая возмещение в полном объеме вреда, причиненного окружающей среде:

наличие собственных или привлечение на постоянной договорной основе аварийно-спасательных формирований для преду преждения и ликвидации разливов.

2.2.2    Правовой базой для прокладки МПТ и кабелей во внутренних морских водах, территор-нальном море и прилежащей зоне РФ яатяется Федеральный закон № 155-ФЗ от 31 июля 1998 г. «О внутренних морских водах, территориальном море и прилежащей зоне Российской Федерации» |7|. в статье 16 которого устанавливается порядок прокладки подводных трубопроводов и кабелей, а также приведены требования к эксплуатации подводных трубопроводов в части предупреждения и ликвидации аварий, разливов нефти и нефтепроду ктов, аналогичные у казанным в 2.2.1.

Также аналогичный порядок установлен для получения разрешения на прокладку МПТ и кабелей во вну тренних морских водах и территориальном море при закреплении в лицензии права на прокладку разрешения от органов государственной исполнительной масти не требу ется. В противном случае разрешение выдается Роспрнроднад зором на основании Постановления Правительства РФ от 26 января 2000 № 68 |2|. В соответствии с данным доку ментом подводные кабели и МПТ любого назначения могут прокладываться во внутренних морских водах и в территориальном морс РФ при условии, что данные действия не создают помехи и не препятствуют обеспечению охраны государственной границы, проведению регионального геологического изучения, поиска, разведки и разработки минеральных ресурсов или промыслу живых ресурсов, эксплуатации и ремонту ранее проложенных МПТ и кабелей Для получения соответству ющего разрешения должна быть предоставлена следу ющая информация: цель >i назначение подводного трубопровода или кабеля:

трассировка тру бопровода с указанием координат начала, конца и точек поворота трассы;

сроки проведения работ и используемые суда для укладки;

проектная документация по укладке подводного трубопровода или кабеля;

мероприятия по предупреждению или снижению ущерба морской среде, предотвращению и ликвидации аварийных ситуаций.

Заявка на выдачу разрешения рассматривается Роспрнроднадзором и согласовывается с другими соответствующими федеральными органами исполнительной власти, перечень которых указан в |2|. На основании заключения о возможности прохождения трассы МПТ принимается решение о выдаче разрешения на проведение заявленных работ, либо отказе в выдаче такого разрешения. В случае получения разрешения заявитель должен обеспечзгть выполнение требований применимых нормативно-правовых документов при проведении работ по прокладке и эксплуатации МПТ.

2.2.3 Для реализации процедуры рассмотрения и выдачи разрешений на прокладку МПТ и подводных кабелей во внутренних морских водах, территориальном морс Российской Федерации и на континентальном шельфе Российской Федерации Роспрнроднад юром ра зработан Регламент |3|. который устанавливает сроки, перечень и последовательность действий со стороны Роспрнрод-надзора при предоставлении государственной услуги по выдаче разрешений на прокладку МПТ физическим и/или юридическим лицам, планирующим осуществление прокладки МПТ по определенному маршруту во внутренних морских водах, территориальном море РФ и на континентальном шельфе Положения Регламента определяют перечень и требования к докумсн-тации. направляемой на рассмотрение, состав действий и сроки выполнения административных процедур при условии соответствия формы подаваемой заявки требованиям Регламента. Данный документ также определяет процедуру согласования направленных заявок с федеральными органами нсполтгтельной власти и порядок вынесения решения о выдаче или отказе в выдаче разрешения на прокладку МПТ

2.3 ТЕХНИЧЕСКАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ

2.3.1    Общие требования.

2.3.1.1    Основаниями для разработки проектной документации морских трубопроводных систем, как правило, являются:

.1 инвестиционные программы заказчиков по проектам обчстройства углеводородных месторождений на морском шельфе или внешнем) трубопроводному транспорту в морской акватории;

.2 лицензионные обязательства заказчика на поиск, разведку и добычу углеводородов (при использовании подводных трубопроводов в составе объектов обустройства месторождения во внутренних морских водах, территориальном морс РФ и на континентальном шельфе РФ) Лицензия на пользование недрами предоставляет ее владельцу право на прокладку подводных трубопроводов в соответствии с проектной документацией, предусмотренной законодательством Российской Федерации о недрах |3|. законодательством о градостроительной деятельности |4|.

2.3.1.2    Исходными данными для разработки проектной документации для морских трубопроводных систем, как правило, яаляются:

.1 техническое задание на проектирование, утвержденное заказчиком;

.2 технический отчет о результатах комплексных инженерных изысканий по трассам трубопроводов и временные локальные технические условия по гидрометеорологическим, гидрологическим, ледовым условиям и исходным расчетным данным;

.3 специальные технические условия на проектирование линейных объектов системы подводных трубопроводов, которые разрабатываются и утверждаются в установленном порядке до разработки проектной документации в случае, если для разработки проектной документации недостаточно требований по надежности и безопасности, установленных нормативными техническими документами, или такие требования не установлены;

.4 характеристики основных показателей разработки залежей морского месторождения.

1

' В дальнейшем Рекомендации.

^: В дальнейшем    Регистр. PC.

’ В дальнейшем    Правила МПТ

2

В дальнейшем — Руководство МПТ.